Вставные насосы

Рис. 5. Вставной скважинный насос

Такие насосы опускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее смонтированного в спускаемых в скважину насосных трубах. В результате для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте, затрачивается много времени.

Насос скважинный вставной НСВ1 (рис. 5) состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера 6 и замковой опоры 4. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце конус 3, который служит опорой насоса.

Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковой опоре 4, предварительно спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована направляющая труба 7. Спущенный и укрепленный в замковой опоре вставной насос работает, как обычный трубный насос.

Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов — из стальных втулок такой же длины. В зависимости от длины хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17.

Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200—1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наружная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для повышения износостойкости и затем полируется. На обоих концах плунжера нарезана внутренняя резьба для присоединения клапанов или переводников.

Клапаны насосов. В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком — со сферической фаской седла и двумя шариками — со ступенчато-конусной.

Для передачи движения от станка-качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги — стальные стержни круглого сечения длиной 8 м, диаметрами 16, 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт.

Условия эксплуатации штанг определяют повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.

Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе, называется его подачей.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической подачи насоса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его подачу.

Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5—0,6.

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.

Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в. насосе и трубах откладывается парафин.

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

Разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые включают: использование насосов с уменьшенным вредным пространством; удлинение длины хода плунжера; увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине; отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Для предохранения насоса от вредного влияния песка: ограничивают отбор жидкости из скважины; применяют насосы с плунжерами специальных типов (с канавками, типа «пескобрей»); применяют трубчатые штанги и др.

Рис. 6. Газопесочный якорь

Защитные приспособления на приеме насоса. Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса — газовых, песочных якорей или комбинированных газопесочных якорей.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 6. Этот якорь состоит из двух камер — газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, ав нижней — рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру 4, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу 6 направляется в песочную камеру 7, отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на прием насоса 2.

В зависимости от количества песка, поступающего с нефтью при добыче, выбирают длину корпуса песочной камеры.

Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42, 48 мм.

Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина. При добыче парафинистой нефти в скважинах возникают осложнения, вызванные отложением парафина на стенках подъемных труб и в узлах насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают площадь кольцевого пространства, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина обычно применяют методы устранения отложений парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность:

1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на колонне штанг;

2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство;

3) нагрев подъемных труб электрическим током — электродепарафинизация.

В настоящее время при насосной эксплуатации широко применяют насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.